ОБ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГДИ СКВАЖИНЫ, РАБОТАЮЩЕЙ С ТРУДНОРАЗЛИЧИМОЙ ДЕПРЕССИЕЙ А.Н. Ирбахтин, Генеральный директор, ООО Производственная фирма «Аленд» При анализе работы скважины 1 Безымянная (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция) на режимах через сменные штуцеры обнаружен факт трудноразличимых депрессий 4 мм 3 мм 8 мм КВД 10 мм Динамика забойных давлений в процессе проведения ГДИ. МС-107 № 11518 Н=2750 м Три наиболее вероятных фактора, которые могли бы повлиять на практическое отсутствие депрессий по полученным данным: 1. Неточность замеров давлений манометрами. 2. Перераспределение плотности жидкости в стволе скважины после ее закрытия. 3. Влияние сил трения и инерции на значение забойного давления при работе скважине через сменные штуцеры. 1 фактор В спарке с манометром МС-107 находился автономный манометр ФОТОН с целью дублирования записи давлений (см. рис. 2). Диаграммы имеют схожие значения давлений. Калибровки датчиков давлений от 2010 года. 4 мм 8 мм 3 мм КВД 10 мм Рис. 2. Динамика забойных давлений в процессе проведения ГДИ. ФОТОН-100-Т № 437 Н=2750 м 2 фактор В процессе проведения ГДИ глубинные манометры находились на глубине 2750 м; воронка НКТ – на глубине 3000,5 м; кровля интервала перфорации на Н=3050 м. При спусках манометров зафиксирован градиент давления в НКТ и на забое скважины. Таблица 1 Градиент давления, температуры и плотность флюида в НКТ, в статике, при спуске манометров Температура Глубина Давление на глубине замера Плотность флюида по по стволу вертикали 0 185 370 555 740 925 1100 1296 1482 1667 1852 2037 2222 2407 2592 2750 0 185 370 555 740 925 1100 1296 1482 1667 1852 2037 2222 2407 2592 2750 0 С кгс/см2 МПа кг/м3 11.3 13.4 15.1 18.1 20.8 24 26.2 29.3 33.2 37.1 40.8 45.3 49.7 53 55.8 58.2 45.46 57.61 73.09 89.58 105.96 122.44 138.76 155.26 171.68 188.05 204.41 220.69 236.93 253.13 269.29 283.1 4.46 5.65 7.17 8.79 10.39 12.01 13.61 15.23 16.84 18.45 20.05 21.65 23.24 24.83 26.42 27.77 --657 837 891 885 891 933 842 883 885 884 880 878 876 874 874 Средняя плотность в НКТ – 864 кг/м3 Таблица 3 Таблица 2 Градиент давления, температуры и плотность флюида в НКТ Градиент давления, температуры и плотность флюида в НКТ, при работе скв. , в статике, при подъеме геоф. аппаратуры через шт. d 3 мм, при подъеме манометров 23.07.2010 Плотность Температура Глубина Давление на глубине замера Плотность флюида по по стволу вертикали 0 185 370 555 740 925 1100 1296 1482 1667 1852 2037 2222 2407 2592 2750 0 185 370 555 740 925 1100 1296 1482 1667 1852 2037 2222 2407 2592 2750 0 С кгс/см2 МПа кг/м3 10.4 10.5 14.2 18.2 21.7 25.2 28.5 32.9 37.1 41.5 45.8 51.1 54.8 57.7 60.5 62.2 43.06 57.1 72.76 88.8 104.97 121.36 136.97 154.41 171 187.47 203.97 220.44 237.01 253.21 269.33 283.1 4.22 5.6 7.14 8.71 10.3 11.91 13.44 15.15 16.78 18.39 20.01 21.63 23.25 24.84 26.42 27.77 --759 846 867 874 886 892 890 892 890 892 890 896 876 871 872 Средняя плотность в НКТ – 872 кг/м3 Температура Глубина Давление на глубине замера флюида по по стволу вертикали 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 2970 3000 3030 3060 3070 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 2970 3000 3030 3060 3070 0 С кгс/см2 МПа кг/м3 18.5 21 25.4 28.4 31.3 35.1 39.2 43.1 46.4 51 54.8 57.9 60.2 62.7 65.3 65.8 66.2 66.7 67 46 58.51 75.74 93.17 110.91 128.75 146.69 164.53 182.26 200.1 217.33 234.86 252.4 269.93 287.56 302.45 305.1 307.75 310.398 311.281 4.51 5.74 7.43 9.14 10.88 12.63 14.39 16.14 17.88 19.63 21.32 23.04 24.76 26.48 28.21 29.67 29.93 30.19 30.45 30.54 626 861 872 887 892 897 892 887 892 861 877 877 877 882 875 883 883 883 884 Средняя плотность в НКТ – 864 кг/м3 Как видно из таблиц 1-3, изменение средней плотности жидкости в НКТ после закрытия скважины на КВД в интервале 2750-3070 незначительно, однако вносит корректировку в пересчете депрессий в пределах 0,3 кгс/см2 при работе скв. через 3-х мм штуцер; перекрывает отрицательную величину депрессий при отработке на малом штуцере. 3 фактор При интерпретации результатов ГДИ сделано предположение, что энергия пласта большей частью расходуется на преодоление противодавления столба жидкости в колонне НКТ, а также, при прохождении флюида через перфорационные отверстия. Расчет сил трения и инерции, «завышающих» фактически замеренные забойные давления в скважине при отработках на штуцерах произведен по формуле Дарси-Вейсбаха. • 3.1. Определение скорости движения жидкости в трубе (НКТ 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм) по формуле: • • • • • • • • 4 d 2 3.2. Расчет числа Рейнольдса (Re) по формуле: N Re d 3.3. Определение коэффициента гидравлических сопротивлений () по формулам: • • Q 64 Re - для ламинарного потока; 0.3164 Re 0.25 для турбулентного потока. 3.4. Расчет гидравлических потерь на преодоление Ртр по формуле: pтр L 2 см 2d 3.5. Определение гидравлических потерь на преодоление Рин по формуле: 2 см g pин 2 g 3.6. Расчет общих гидравлических потерь представлен по формуле: Роб=(Ртр+Рин) Результаты расчетов гидравлических потерь давления Режим работы скв. Гидравлические давления потери потери на преодоление сил трения при работе через шт d 4 мм при работе через шт d 8 мм при работе через шт d 10 мм при работе через шт d 3 мм Гидравлические потери при движении флюида по НКТ, МПа Гидравлические потери при движении флюида через перфорацион ные каналы, МПа 0.144 0.034 0.03 потери на преодоление сил инерции 0.0001 0.0001 потери на преодоление сил трения 0.431 0.062 0.03 потери на преодоление сил инерции 0.0003 0.001 потери на преодоление сил трения 0.963 0.098 0.03 потери на преодоление сил инерции 0.001 0.001 потери на преодоление сил трения 0.030 0.011 потери на преодоление сил инерции Величина давления, рассчитанная по изменению средней плотности жидкости в НКТ после закрытия скважины на КВД в интервале 2750-3070 м, МПа 0.03 0.00001 0.00002 Исходные данные к построению индикаторной диаграммы в координатах dP-Q Фактическое Штуцер, Фактическая 3 Q, м /сут забойное мм депрессия, МПа давление, МПа 4 8 10 3 106.8 200.6 316 36 27.774 27.757 27.700 27.772 -0.012753 0.004 0.060822 -0.010791 Скорректированное Скорректированная забойное давление, депрессия, МПа МПа 27.597 27.263 26.637 27.731 0.165 0.498 1.124 0.031 Коэф. продуктивности, (м3/сут)/МПа 649 403 281 1177 dP/Q, 3 МПа/(м /сут) 0.00154 0.00248 0.00356 0.00085 ИД в координатах dP-Q 1.200 1.000 0.800 0.600 0.400 0.200 0.000 0 50 100 150 200 250 -0.200 теоретическая ИД фактическая ИД 300 350 Обработка теоретической ИД в координатах dP/Q-Q 0.00400 0.00350 0.00300 y = 9.69E-06x + 5.10E-04 0.00250 0.00200 0.00150 Начальный коэф. продуктивности составил 1960 (м3/сут)/МПа 0.00100 0.00050 0.00000 0 50 100 150 200 250 300 350 Кривая «восстановления» давления